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308 | Ingeniería Petrolera VOL. 63, No. No. 5, SEPTIEMBRE-OCTUBRE 2023
Artículo arbitrado
Modelo hidrodinámico para el desplazamiento de un elemento de limpieza 
interna en un oleoducto con acumulación de agua
Berenice Anell Martínez Cabañas
T. Iván Guerrero Sarabia
GIIMAF-Facultad de Ingeniería-UNAM
Artículo recibido en agosto-evaluado-aceptado y corregido en septiembre 2023
Resumen 
En este trabajo, se presenta un modelo para simular el desplazamiento de un elemento de limpieza interna (ELI o 
“diablo”) en oleoductos con acumulación de agua. Para tal efecto, se desarrolló un conjunto de ecuaciones que capturan 
los principales aspectos hidrodinámicos del flujo transitorio agua-aceite en tuberías, así como la dinámica del bache 
generado durante este tipo de operaciones. Para diferenciar si las fases se encuentran estratificadas o dispersas, se utilizó 
un criterio mecanicista. 
El modelo se verificó satisfactoriamente con resultados de simulaciones reportadas en la literatura para flujo transitorio 
líquido-líquido, así como con balances de materia para dos fases inmiscibles e incompresibles. 
Finalmente, se realizó un estudio paramétrico en el que se analizaron los efectos del colgamiento de agua en el cuerpo 
del bache, la viscosidad del aceite y el diámetro de la tubería en las características del bache generado durante la corrida 
de un ELI.
Palabras clave: Corrida de diablos, flujo agua-aceite, flujo en oleoductos, aseguramiento de flujo, acumulación de agua 
en oleoductos.
Hydrodynamic model to simulate pigging operations in oil pipelines with 
water accumulation
Abstract 
In this work, we present a model to simulate pigging operations in oil pipelines with free water accumulation. For this 
purpose, a set of equations was developed to describe the main hydrodynamic characteristics of transient water-oil flow 
in pipes, as well as the dynamics of the slug generated during this type of operations. A mechanistic criterion was used 
to identify whether the phases are stratified or dispersed.
The model was satisfactorily verified with simulation results available in the literature for liquid-liquid transient flow, as 
well as with material balances for two immiscible and incompressible phases. 
Finally, based on a parametric study, we analyzed the effects of water holdup in the slug, oil viscosity, and pipe diameter 
on the characteristics of the slug generated during a pigging operation.
Keywords: pigging, oil-water flow, oil pipeline flow, flow assurance, free water accumulation in oil pipelines.
Berenice Anell Martínez Cabañas, T. Iván Guerrero Sarabia
 Ingeniería Petrolera | 309VOL. 63, No. No. 5, SEPTIEMBRE-OCTUBRE 2023
Introducción
La acumulación de agua libre es una problemática de 
aseguramiento de flujo que puede presentarse en ductos 
que transportan petróleo y/o gas. Ocasiona la presurización 
del sistema y, en consecuencia, la reducción de los gastos 
de los fluidos producidos. Adicionalmente, puede derivar 
en la formación de incrustaciones minerales que obstruyen 
aún más el paso de fluidos y que son difíciles de remover. 
También puede causar afectaciones importantes en la 
integridad mecánica de las tuberías por corrosión localizada. 
En cualquier caso, las repercusiones económicas pueden 
ser considerables, particularmente en los sistemas costa 
afuera, (Martínez, 2019).
Una práctica común para desalojar el agua acumulada de 
los ductos es a través del desplazamiento de elementos 
de limpieza interna (ELI), referidos comúnmente en la 
práctica petrolera como “diablos”. Debido a la naturaleza 
del flujo multifásico transitorio asociado con este tipo 
de operaciones, el diseño y análisis de las corridas de 
diablos demandan el uso de simulación dinámica. Para 
tal efecto, existen diversas herramientas comerciales; 
sin embargo, éstas constituyen cajas negras para el 
usuario, ya que no proporcionan información detallada 
de los modelos que utilizan. 
Por otra parte, existen pocos modelos publicados en 
la literatura que describan los principales aspectos 
hidrodinámicos del proceso; cabe agregar que la mayoría 
de ellos fueron desarrollados para flujo gas-líquido. En 
los primeros trabajos, el desplazamiento de los diablos se 
aproximó como una secuencia de estados estacionarios, 
donde el colgamiento de líquido y la caída de presión 
se calculaba en cada paso de tiempo con correlaciones 
empíricas desarrolladas originalmente para flujo en régimen 
permanente; en este rubro, puede mencionarse el modelo 
de McDonald y Baker (1964).
En 1988, Kohda, Suzukawa y Furukawa propusieron unos 
de los primeros modelos euleriano-lagrangianos de flujo 
multifásico transitorio para simular el desplazamiento de 
un ELI. Para resolver las ecuaciones en derivadas parciales 
que lo conforman, utilizaron el método de diferencias 
finitas. Para calcular el colgamiento y la caída de presión, 
incorporaron correlaciones que no dependen del patrón 
de flujo. El modelo se validó satisfactoriamente con base 
en resultados experimentales que obtuvieron en un 
circuito de prueba de 1.436 km y 4”, con aire y agua como 
fluidos de trabajo.
Minami y Shoham (1995) publicaron un estudio teórico 
y experimental con relación a la hidrodinámica del flujo 
durante la corrida de un ELI. Para tal efecto, realizaron 
pruebas experimentales en una tubería horizontal de 420 
m y 3”; utilizaron un sistema de adquisición de datos con 
cuatro puntos de medición para registrar la longitud del 
bache, los gastos instantáneos a la descarga de los tapones y 
la velocidad del ELI, así como la distribución del colgamiento 
y la presión. Por otra parte, también presentaron un modelo 
euleriano de flujo multifásico transitorio acoplado a uno 
lagrangiano que describe la dinámica del bache formado 
por el movimiento del ELI.
En años posteriores, diversos autores continuaron 
desarrollando modelos de flujo transitorio para simular el 
desplazamiento de los ELI en ductos que transportan una 
fase gaseosa y una fase líquida (petróleo, condensado o 
agua). Pueden mencionarse los trabajos de Yeung y Lima 
(2002), Xu y Gong (2005); Esmaeilzadeh, Mowla y Asemani 
(2009); Xu et al. (2011); Deng et al. (2014); y Jamshidi y 
Sarkari (2016). Información adicional al respecto, puede 
consultarse en Martínez (2019).
Con base en la revisión de la literatura que se realizó, no 
se identificaron modelos específicos para la corrida de 
un ELI en sistemas líquido-líquido, como es el caso de los 
oleoductos con entrada de agua. Por lo tanto, el objetivo 
de este trabajo es desarrollar un modelo hidrodinámico 
para simular el desplazamiento de un elemento de limpieza 
interna en oleoductos con acumulación de agua.
Modelo de desplazamiento de un ELI en 
sistemas agua-aceite
El modelo propuesto en este trabajo para simular 
el desplazamiento de un ELI en un oleoducto con 
acumulación de agua se basa en el enfoque de Minami 
y Shoham (1995). De esta manera, se identifican tres 
regiones de flujo en el modelo físico del sistema, Figura 1, 
(nomenclatura, al final). 
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Figura 1. Modelo físico para el desplazamiento de un ELI en un oleoducto con acumulación de agua.
Predicción del patrón de flujo agua-aceite
Durante el flujo simultáneo de agua y aceite en tuberías 
horizontales, las fases pueden distribuirse de diversas 
maneras, como describen Trallero, Sarica y Brill (1997). 
Para los alcances de este trabajo, como en Fairuzov (2000), 
únicamente se diferencian el flujo estratificado (que incluye 
estratificado y estratificado con mezcla en la interfase) 
y el flujo disperso, (en él se consideran diferentes tipos 
de dispersiones y emulsiones). De esta manera, las fases 
estarán estratificadas si se cumple la desigualdad siguiente, 
(Brauner y Maron, 1992; Fairuzov, 2000):
...(1)
donde los parámetros geométricosy las velocidades de las fases se obtienen de la resolución numérica del modelo de flujo 
estratificado de equilibrio:
...(2)
Los detalles para la resolución de la Ecuación 2 en función 
de la altura de la capa de agua (hw), así como las ecuaciones 
constitutivas utilizadas para tal efecto, pueden consultarse 
en Martínez (2019). Por otra parte, resulta pertinente 
destacar que el criterio presentado en la Ecuación 1 puede 
utilizarse como primera aproximación para predecir el 
patrón de flujo en oleoductos de cualquier diámetro, ya que 
está basado en aspectos mecanicistas.
Modelo de flujo transitorio agua-aceite 
El modelo para simular el flujo transitorio agua-aceite en la sección corriente abajo del bache generado por el desplazamiento 
del ELI está conformado por ecuaciones de balance de materia para cada fase y una sola ecuación de cantidad de movimiento 
para el sistema bifásico. Por la naturaleza del flujo en esta región del sistema, los balances se realizan con un enfoque euleriano.
Primeramente, al considerar al aceite y al agua como líquidos inmiscibles e incompresibles, las ecuaciones de balance de 
materia respectivas pueden expresarse como: 
Berenice Anell Martínez Cabañas, T. Iván Guerrero Sarabia
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...(3)
...(4)
En cuanto al balance de momento para las dos fases, 
la Ecuación 2 puede continuar utilizándose si se asume 
que el flujo es cuasi-estacionario (Fairuzov, 2000). 
Esto resulta razonable si los transitorios en el sistema 
son “lentos”, como usualmente ocurre en la operación 
normal de los oleoductos.
Por otra parte, como condiciones iniciales del modelo, 
debe especificarse la distribución de los parámetros 
hidrodinámicos relevantes para cada fase a lo largo del 
ducto. Para tal efecto, se resuelven las ecuaciones de flujo 
estratificado o de flujo disperso, según haya resultado 
la predicción del patrón de flujo para las condiciones 
analizadas. Cabe destacar que el flujo disperso se modela 
como un flujo homogéneo con propiedades físicas 
ponderadas a partir de los gastos volumétricos fraccionales 
de cada fase. 
Modelo hidrodinámico del bache generado por el 
desplazamiento del ELI
Siguiendo un desarrollo similar al de Minami y Shoham 
(1995) para sistemas gas-líquido, al aplicar un balance de 
materia para la fase agua dentro del volumen de control 
delimitado por el cuerpo del bache, se tiene que:
...(5)
donde vt es la velocidad del frente del bache o de traslación. 
Observar que en esta región de flujo se utiliza una 
descripción lagrangiana.
En la formulación de la Ecuación 5, se consideró que el 
colgamiento del agua en el bache (HWS) es constante. Al 
respecto, es importante mencionar que existen algunas 
correlaciones para calcularlo (Elseth, 2001; Yang et al., 2021; 
Brauner, 2022); sin embargo, no resultan prácticas por los 
datos experimentales que requieren. De esta manera, HWS 
se utilizará más adelante como variable de sensibilidad en 
un estudio paramétrico, con la recomendación de incorporar 
correlaciones para calcularlo en trabajos futuros, similares a 
la de Gregory et al, (1978) para sistemas gas-líquido.
Por otra parte, la tasa de cambio de la longitud del bache 
puede expresarse como:
...(6)
donde vp es la velocidad del ELI. Por lo tanto, de la Ecuación 6 en 5, se tiene que:
...(7)
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Aplicando un balance de cantidad de movimiento en la sección del bache, se obtiene:
...(8)
En la Ecuación 8, es conveniente destacar que la velocidad 
del bache (vs) será igual a la velocidad del ELI (vp) bajo el 
supuesto de que no hay paso de fluidos detrás de éste. 
Acoplamiento de las ecuaciones de flujo
Para resolver las ecuaciones que describen el flujo en las 
diferentes regiones del sistema, se utilizaron diferencias 
finitas y un esquema explícito. De esta manera, las 
ecuaciones deben discretizarse y aplicarse sobre las celdas 
numéricas en que se particione la longitud total de la 
tubería, Figura 2. Ahora bien, para acoplarlas es necesario 
dar seguimiento a la posición del ELI y del frente del bache, 
como se indica a continuación.
En la Figura 2, la posición del ELI se identifica como xp, 
en tanto que la del frente del bache es xf. Como puede 
observarse, el ELI se localiza entre los nodos j y j+1, y el 
frente del bache entre los nodos M y M+1. En el proceso 
de acoplamiento, la celda donde se encuentra el ELI se 
subdivide en dos celdas móviles cuya longitud varía en 
función de xp. De esta manera, corriente arriba, se tendrá 
flujo monofásico de aceite; corriente abajo, fluye el bache. 
Un procedimiento similar al anterior se aplica en la celda 
donde se localiza el frente del bache, pero ahora con 
referencia a la posición xf. En este caso, el flujo corriente 
arriba corresponde al movimiento del bache en formación; 
corriente abajo, se tiene flujo transitorio líquido-líquido.
Para cada intervalo de tiempo, la nueva coordenada del ELI es:
...(9)
donde vf se asume igual a la velocidad del fluido monofásico detrás de él (vfmo), y se expresa como:
...(10)
La nueva coordenada para el frente se determina a partir de la expresión siguiente:
...(11)
k + 1
Figura 2. Discretización del sistema y posiciones del ELI y del frente del bache.
Berenice Anell Martínez Cabañas, T. Iván Guerrero Sarabia
 Ingeniería Petrolera | 313VOL. 63, No. No. 5, SEPTIEMBRE-OCTUBRE 2023
Verificación del modelo
Primeramente, la correcta implementación del modelo 
de flujo transitorio agua-aceite se verificó con base en 
resultados de simulación presentados por Fairuzov (2000). 
Al respecto, el sistema analizado consiste en un ducto 
horizontal de 20 km y 0.3656 m de diámetro interno que 
transporta agua y aceite crudo (densidad: 854 kg/m3; 
viscosidad: 8 cp). Se simularon diferentes casos, variando 
el gasto de agua y con condiciones iniciales tanto en flujo 
disperso como en flujo estratificado.
Como ejemplo de los resultados obtenidos, en la Figura 
3 se comparan los perfiles del colgamiento del agua, 
calculados con el modelo a diferentes tiempos (líneas en 
color discontinuas) y los reportados por Fairuzov (líneas 
negras continuas). En este caso, se simuló una reducción 
lineal de la velocidad del agua, de 0.2 a 0.05 m/s en una 
hora, y con flujo estratificado en la tubería. Como puede 
observarse, y para los efectos del presente estudio, existe 
un buen acuerdo de los resultados del modelo con los 
reportados. Cabe mencionar que las diferencias mostradas 
en los perfiles pueden atribuirse a aspectos numéricos o 
consideraciones no reportadas por el autor. Resultados 
similares se obtuvieron para otros casos analizados, como 
puede consultarse en Martínez (2019).
Posteriormente, se evaluaron los resultados del modelo 
completo para simular el desplazamiento de un ELI 
mediante balances de materia. Para tal efecto, primero se 
cuantificaron los volúmenes iniciales de agua y aceite en la 
tubería; después, se verificó que se cumplieran los balances 
de materia para cada fase en cada celda; finalmente, se 
sumaron los volúmenes desplazados de aceite y agua al 
terminar la corrida del ELI. En todos los casos, se verificó 
exitosamente que estos coincidieron con el inventario inicial 
de cada fase en el ducto.
Figura 3. Verificación de los resultados del modelo con los reportados por Fairuzov, para el caso de una reducción del gasto de 
agua y con condiciones de flujo estratificado en la tubería (modificado de Fairuzov, 2000).
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Discusión de resultados
En esta sección, se presentan y discuten los efectos de 
variables selectas del sistema sobre las característicashidrodinámicas del bache generado con el desplazamiento 
de un ELI en un oleoducto con acumulación de agua. 
Para tal efecto, el modelo desarrollado se implementó 
en un programa computacional y se generaron diversos 
escenarios de simulación. Como se describe a continuación, 
las variables consideradas en el estudio con referencia a 
un caso base fueron: colgamiento del agua en el bache, 
viscosidad del aceite y diámetro de la tubería. Cabe destacar 
que el patrón de flujo inicial en todos los casos correspondió 
a flujo estratificado.
Caso base
En la Tabla 1, se indican los datos de entrada 
correspondientes al caso base. Los perfiles del colgamiento 
del agua calculados a diferentes tiempos durante la 
corrida del ELI se presentan en la Figura 4. Inicialmente, 
el colgamiento del agua fue de 0.077 (línea roja – tiempo: 
0 [s]). Una vez que comienza el proceso, se distinguen 
tres secciones: corriente arriba del ELI, donde el flujo es 
monofásico de aceite (HW=0); la zona del bache, en la cual 
HWS =45. Finalmente, la sección corriente abajo del bache, 
en que el colgamiento se mantiene en su valor inicial 
(HW=0.077) debido a que el flujo aún no se ha perturbado.
Como puede identificarse en la Figura 4, a partir de la 
extensión de los “pulsos” en color, se verifica que la 
longitud del bache se incrementa continuamente conforme 
arrastra la película de agua. Ahora bien, de acuerdo con los 
resultados obtenidos, el frente del bache llegó a la salida del 
ducto de 15 [km] en 2.65 [h] (9,540 [s]); en ese momento, 
el bache alcanzó una longitud máxima de 1,084 [m] y tardó 
11.5 [min] (690 [s]) en salir por completo. De esta manera, 
el tiempo de residencia del ELI en el ducto fue de 2.84 [h] 
(10,230 [s]). 
Parámetro Valor
Gasto de agua, Qw [bpd] 1,250
Gasto de aceite, Qo [bpd] 23,750
Densidad del agua, ρw [kg/m3] 1,000
Densidad del aceite, ρo [kg/m3] 854
Inclinación de la tubería, θ[°] 0
Viscosidad del agua, µw [cp] 1
Viscosidad del aceite, µo [cp] 8
Diámetro de la tubería, D[m] 0.2
Longitud de la tubería, L[m] 15,000
Colgamiento de agua en el bache, HWS [-] 0.45
Tabla 1. Datos de entrada para la simulación del caso base.
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Figura 4. Perfiles del colgamiento del agua a diferentes tiempos. 
Caso base: HWS = 0.45.
En la Figura 5, se presenta el comportamiento de la caída de 
presión total en el ducto durante el proceso. Como puede 
observarse, ésta se incrementa conforme avanza el ELI (de 
14.9 a 16.3 [kgf/cm2]); esto se explica por el incremento de 
las caídas de presión por fricción que resultan por la entrada 
del aceite (más viscoso que el agua) corriente arriba del ELI 
y por el incremento progresivo de la longitud del bache. 
De acuerdo con la Figura 5, la caída de presión presenta 
una disminución casi al final del proceso. Esta disminución 
comienza cuando el frente del bache llega a la salida 
(9,540 [s]), y continúa hasta que éste sale completamente 
del ducto. Luego de la recuperación del ELI en la descarga 
(10,230 [s]), la caída de presión final corresponde 
únicamente al flujo de aceite.
Figura 5. Variación de la caída de presión en el ducto durante la corrida del ELI. 
Caso base: HWS = 0.45.
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Efecto del colgamiento del agua en el bache
Como se mencionó en la descripción del modelo, el 
colgamiento del agua en el cuerpo del bache (HWS) se tomó 
como dato de entrada, ya que las correlaciones existentes 
para estimarlo dependen de parámetros experimentales 
no disponibles comúnmente en la práctica. Por lo tanto, 
se investigó el efecto de este parámetro en la longitud del 
bache, el tiempo de residencia de éste en la tubería y la 
variación de la caída de presión.
En el estudio paramétrico, se consideraron valores de HWS 
de 0.25 y 0.75, adicionales al caso base de 0.45. Los perfiles 
de colgamiento correspondientes se muestran en las Figuras 
6, 7 y 4, respectivamente. En todos los casos, el colgamiento 
inicial del agua en el ducto fue de 0.077, con condiciones de 
flujo estratificado. 
Al comparar los perfiles del colgamiento, puede observarse 
que la posición del ELI a un mismo tiempo es igual en los 
tres casos; esto se explica porque los gastos de aceite y 
agua se mantuvieron constantes y las fases son inmiscibles 
e incompresibles. 
Por otra parte, las figuras muestran que la longitud de los 
baches se reduce conforme HWS aumenta; de acuerdo con 
los resultados de las simulaciones realizadas, la longitud 
máxima calculada para los baches correspondientes a los 
valores de HWS de 0.25, 0.45 y 0.75 fue de 2,230 [m], 1,084 
[m] y 589 [m], respectivamente. En consecuencia, el tiempo 
de arribo del frente del bache a la salida del ducto aumenta 
(2.46 [h], 2.65 [h] y 2.73 [h]) y el tiempo requerido para la 
descarga del bache disminuye (23 [min], 11.5 [min] y 6.5 
[min]), con el incremento de HWS. 
En cuanto al efecto de HWS en la caída de presión en el 
ducto durante el proceso, no se identificaron diferencias 
significativas con respecto al caso base.
Figura 6. Perfiles del colgamiento del agua a diferentes tiempos. 
Efecto del colgamiento de agua en el bache: HWS = 0.25.
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Figura 7. Perfiles del colgamiento del agua a diferentes tiempos. 
Efecto del colgamiento del agua en el bache: HWS = 0.75.
Efecto de la viscosidad del aceite
En las Figuras 8 y 9 se presentan los perfiles del colgamiento 
del agua calculados a distintos tiempos para valores de 
viscosidad del aceite de 100 [cp] y 200 [cp], respectivamente. 
Como en el caso base, el patrón de flujo fue estratificado en 
todas las simulaciones. 
Al comparar los resultados mostrados en las Figuras 8 y 9 
con los del caso base (Figura 4), se concluye que la longitud 
de los baches se reduce conforme la viscosidad del aceite 
aumenta. En consecuencia, el tiempo de arribo del frente 
del bache a la salida se incrementa y el periodo en que se 
descarga disminuye. Para los casos analizados, la longitud 
máxima del bache fue de 1,008 [m], 649 [m] y 451 [m], 
para los valores de viscosidad del aceite de 8 [cp], 100 
[cp] y 200 [cp], respectivamente. Los tiempos de descarga 
correspondientes fueron de 11.5 [min], 7.5 [min] y 4.5 [min].
De acuerdo con los resultados de las simulaciones realizadas, 
el efecto descrito anteriormente puede explicarse porque el 
colgamiento del agua en la zona de la película disminuye 
con el incremento de la viscosidad del aceite. Como 
resultado, la velocidad de la capa de agua se incrementa y 
la del aceite disminuye. Ahora bien, debido a que el flujo 
es incompresible y la velocidad del ELI no cambió en las 
simulaciones, entonces el bache en formación arrastra un 
menor volumen de agua de la capa corriente abajo por 
unidad de tiempo. De esta manera, la longitud del bache 
disminuye conforme el aceite es más viscoso.
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Figura 8. Perfiles del colgamiento del agua a diferentes tiempos. 
Efecto de la viscosidad del aceite: µo = 100 [cp].
Figura 9. Perfiles del colgamiento del agua a diferentes tiempos. 
Efecto de la viscosidad del aceite: µo = 200 [cp].
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Como puede constatarse en la Figura 10, la caída de presión en el ducto se incrementa cuando el aceite es más viscoso debido 
a que existe una mayor resistencia al flujo. 
Figura 10. Efecto de la viscosidad del aceiteen la variación temporal de la caída de presión total en el ducto 
durante la corrida de un ELI. 
Efecto del diámetro
Los perfiles del colgamiento del agua calculados a diferentes 
tiempos considerando que el diámetro del oleoducto 
se incrementó a 0.3 [m] se presentan en la Figura 11. Al 
comparar estos resultados con los del caso base, (Figura 4), 
primeramente, se observa que el ELI avanza más despacio 
con el incremento del diámetro. Por ejemplo, luego de 
9,000 [s], se localiza a 13,200 [m] en el ducto de 0.2 [m] 
(Figura 4) y a sólo 5,880 [m] en el de 0.3 [m], (Figura 11). 
Al considerar que los gastos volumétricos de las fases se 
mantuvieron constantes en las simulaciones, este retardo 
en el avance del ELI se justifica porque la velocidad de la 
mezcla disminuyó con el incremento del área transversal 
al flujo. 
Por otra parte, la longitud del bache crece más lento si el 
diámetro aumenta, como puede observarse al comparar 
las posiciones del ELI y el frente del bache a un mismo 
tiempo en las Figuras 4 y 11. Ahora bien, cabe mencionar 
que la longitud máxima que alcanzan los respectivos 
baches cuando su frente llega a la salida del ducto 
es la misma en ambos casos debido a que los gastos 
volumétricos y el colgamiento en el cuerpo del bache 
fueron iguales en las simulaciones. 
Adicionalmente, los resultados obtenidos indican 
que el frente del bache en el ducto de 0.3 [m] tarda 
aproximadamente 4 [h] más en llegar a la salida en 
comparación con el de 0.2 [m]. Asimismo, que el periodo 
para descargarlo totalmente se incrementó a 20 [min]. 
Finalmente, en la Figura 12 se comparan las variaciones de 
la caída de presión para los oleoductos de 0.2 [m] y 0.3 [m]. 
En estas figuras se verifica que la caída de presión disminuye 
considerablemente si el diámetro se incrementa a 0.3 [m], 
lo cual se atribuye fundamentalmente a que los esfuerzos 
cortantes con las paredes de la tubería disminuyen.
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Figura 11. Perfiles del colgamiento del agua a diferentes tiempos. 
Efecto del diámetro del ducto: D = 0.3 [m].
Figura 12. Efecto del diámetro del ducto en la variación de la caída de presión total durante la corrida del ELI. 
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Conclusiones
Se desarrolló un modelo para simular el desplazamiento 
de elementos de limpieza interna (ELI) en oleoductos 
con acumulación de agua libre. El modelo está basado en 
principios físicos y fue verificado satisfactoriamente con 
resultados de simulación publicados para flujo transitorio 
líquido-líquido y con balances de materia. 
Se realizó un estudio paramétrico con variables selectas del 
sistema con los resultados siguientes para las condiciones 
analizadas:
• Si el colgamiento del agua en el cuerpo del bache 
aumenta, la longitud del bache que se forma por 
el desplazamiento del ELI se reduce y tarda más 
en llegar a la salida del ducto. La variación de este 
parámetro no genera cambios significativos en la 
caída de presión total en el sistema.
• Con el incremento de la viscosidad del aceite, la 
longitud total del bache disminuye y la caída de 
presión puede aumentar de manera significativa. 
• Al aumentar el diámetro del ducto, la caída de 
presión total en el sistema durante el proceso puede 
disminuir sustancialmente; por otra parte, el bache 
generado crece más lento y su frente tarda más en 
llegar a la descarga; ahora bien, su longitud máxima 
no depende del diámetro si el resto de los parámetros 
de entrada no cambian.
Para trabajos futuros, se recomienda continuar investigando 
o desarrollar correlaciones para calcular el colgamiento del 
agua en el cuerpo del bache que dependan de variables 
comunes de operación y diseño de oleoductos. 
Nomenclatura 
A: Área [m2]
D: Diámetro [m]
g: Constante de aceleración gravitacional [m/s2]
H: Colgamiento [-]
h: Altura [m]
L: Longitud [m]
p: Presión [Pa], [kgf/cm2]
Q: Gasto volumétrico [m3/s], [bpd]
S: Perímetro mojado [m]
t: Tiempo [s]
v: Velocidad [m/s]
x: Posición [m]
Letras griegas
θ: Ángulo de inclinación con respecto a la horizontal 
[rad]
µ: Viscosidad [Pa s], [cp] 
ρ: Densidad [kg/m3]
τ: Esfuerzo cortante [N/m2]
Subíndices
fmo: Flujo monofásico de aceite
i: Interfase
o: Aceite 
p: Elemento de limpieza interna (ELI)
s: Bache (slug)
t: Traslación (frente del bache)
w: Agua 
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Berenice Anell Martínez Cabañas, T. Iván Guerrero Sarabia
 Ingeniería Petrolera | 323VOL. 63, No. No. 5, SEPTIEMBRE-OCTUBRE 2023
Semblanza del autor
Berenice Anell Martínez Cabañas
Ingeniera Petrolera con Maestría en el campo de producción de pozos petroleros por la Facultad de Ingeniería, UNAM. 
En esta Facultad, se ha desempeñado como académica en las asignaturas: Introducción a la Ingeniería Petrolera, 
Propiedades de los Fluidos, Flujo Multifásico de Tuberías y Temas Selectos de Ingeniería Petrolera; asimismo, desde 
el 2021 funge como Coordinadora de Carrera de Ingeniería Petrolera. Desde el 2016 ha sido miembro del Grupo de 
Investigación en Ingeniería Multifásica y Aseguramiento de Flujo, (GIIMAF).
T. Iván Guerrero Sarabia
Ingeniero petrolero con estudios de Maestría en Ingeniería Petrolera (Producción), y Doctorado en Ingeniería Mecánica 
(Termofluidos), por la Facultad de Ingeniería, UNAM. Tiene una trayectoria de más de 15 años como consultor-ingeniero 
en proyectos relacionados al flujo multifásico y la transferencia de calor en sistemas de producción de petróleo y gas. 
Desde 2013, se desempeña como Profesor de Carrera de tiempo completo de la Facultad de Ingeniería. En 2016, 
conformó el Grupo de Investigación en Ingeniería Multifásica y Aseguramiento de Flujo, GIIMAF. Ha sido autor y 
coautor de diversos artículos técnicos relacionados con la ingeniería de producción de pozos petroleros.